汽轮机油含水超标原因分析及治理方案

摘要：山西大唐云冈热电有限责任公司两台汽轮机采用的是CZK

220/160-12.7/0.294/535/535型超高压直接空冷供热机组。由于汽轮机高中压缸轴封向外漏汽严重，油油中含水一直严重超标，严重威胁着机组的安全运行。从机组设备结构及运行方式上进行了分析，提出了导致油含水超标的主要原因，并有针对性地提出了治理方案。

关键词：油 含水超标 分析 治理

1 系统介绍

山西大唐云冈热电有限责任公司#1、2汽轮机均为东方汽轮机厂生产的一次中间再热三缸两排汽直接空冷供热机组，型号为CZK220/160-12.7/0.294/535/535，系超高压参数汽轮机。在结构上采用高压缸设计为双层缸，中压缸采用单层隔板套结构，低压缸对称分流式及双层缸结构。汽轮机采用自密封轴封系统，其作用是利用轴封系统供给的蒸汽封住高中压缸内的蒸汽不向外漏汽，造成环境恶化或油中进水；也防止空气沿低压缸轴封处进入低压缸破坏机组真空，所有轴封系统应能保证既不向外冒汽，也不向内吸空气。机组高中压前后轴端汽封采用高低梳齿型汽封，低压汽封采用光轴斜平齿结构的汽封，由于这两种结构的汽封本身的缺点机组在安装水平及机组启停过程中动静部分碰磨造成轴封间隙增大，从而导致运行中高中压缸轴封向外漏汽严重，造成油中含水严重超标.

2 数据统计与原因分析

自我公司投产以来，两台机组的油均出现过水份超标的现象，并且是机组负荷越高油油中含水越大及夏季时的油含水不合格次数多于冬季时的油含水不合格次数现象。其中#1机组油中含水全年不合格的天数为85次，#2机组油中含水全年不合格的天数为52次。

机组油中水份含量大是一个经常也是一个较严重的问题。油中含水将会降低效果，严重时将破坏油膜的形成，产生较大的振动，并有可能烧坏轴承，给设备带来较大程度的损坏。所以对机组油中含水量大的原因分析及解决办法的研究是很有必要的。

造成油含水大的原因很多，经结合实际、深入分析，专业技术攻关小组认为，造成我公司#1、#2机油含水大的原因主要有以下几个方面：①机组运行中轴封汽压偏高，轴封可能出现向外漏汽现象；②排烟风机出口门调整不当使轴承腔室内回油负压较高；③油冷油器出现渗漏现象，使冷却水进入油系统；④油系统补油时水份偏高带入油系统；⑤真空滤油机脱水效果差；⑥轴加风机故障及风机出力偏小；⑦轴封系统设计不合理；⑧高中压缸轴封间隙大；⑨轴封系统疏水严重不畅；⑩轴封回汽不畅，导致轴封汽进入油系统等。

2.1 轴封供汽压力偏高对油中含水的影响 为保证机组的真空，防止从低压缸轴封处漏入空气，必须保证低压轴封有足够的蒸汽来密封。机组正常运行中轴封母管供汽压力设计为0.0385MPA，但通过运行时发现中压后轴封及低压前后轴封都出现严重的向外漏汽现象。

2.2 油回油负压高对油中含水的影响 机组虽规定了油箱负压为-0.2到05KPA及轴承箱负压为0.098到0.196KPA。但机组从投产到现在由于只在油箱安装的一块精度等级较低的压力表，造成运行人员无法调整轴承箱的负压至规定值.

2.3 油冷油器渗漏对油中含水的影响 油冷却器的运行状况好坏对油中含水影响较大，冷却器存在泄漏在正常运行中能被及时发现。两台机组从投产以来，只有#2机组的#2冷油器泄漏过两次，但都及时的发现并且都及时的处理。所以说从正常运行的控制方面来讲，这一影响不应该是影响机组油油中含水时而合格时而不合格的因素.

2.4 轴封系统设计不合理对油中含水的影响 低压缸轴封回汽无回汽门及低压缸轴封回汽压力表，运行中在调整低压轴封的过程中只能通过运行人员的经验。

从华北电科院试验数据可得，汽机额定负荷200MW，除氧器参数（压力0.63Mpa、温度166℃），门杆漏汽温度413℃、轴封漏汽温度424℃，轴封二漏漏汽压力0.66Mpa、大气压力88.02kPa。汽机轴封二漏排至除氧器的压差仅为0.66-0.63=0.03Mpa，其压差非常小，可以得出，汽轮机前轴封漏汽排至除氧器的漏汽量是非常小的，也是说汽机轴封漏汽大部分排至汽机轴承腔室，同时汽轮机门杆漏汽和前轴封系统并接管路排入除氧器，更加加剧了汽轮机的前轴封漏汽量疏通受阻的通流能力。

2.5 轴加冷却面积不足对油中含水的影响 汽轮机轴加冷却面积不足，现有冷却面积80m2偏小，轴加的冷却面积按照湿冷机组60℃设计，直接空冷机组夏季最高凝结水温度最高可达到73℃，设计裕度明显不足，实际设计轴加冷却面积应达到130m2。导致汽轮机轴封加热器入汽母管积有疏水，导致汽轮机轴封腔室漏汽抽不出，最终溢至汽机轴承油室，使油中含水超标。

2.6 汽轮发电机组油挡的高低齿磨损对油中含水的影响 汽轮发电机组外油挡采用的是传统高低齿密封，由于机组启停机时与转轴碰磨，齿尖磨损较严重，造成油挡泄漏，使轴封漏汽串入油室使油中含水超标。

3 油中含水的治理

3.1 轴封供汽压力偏高 通过运行中实际调整已将轴封母管供汽压力由原来设计的0.0385MPA降低为0.012

MPA。在以后的运行中未发现中压后轴封低压前后轴封向外漏汽现象及中压后轴封低压前后轴封吸汽（漏真空）。

3.2 油回油负压高 现已在油箱按装了负压表，但是此负压表测量范围较小，运行中指示为零没有起到应有的作用。但是运行人员还是通过调整排烟风机出口门及观察机组轴承处是否甩油的方法来调整油箱及轴承的负压解决了油回油负压高对油中含水的影响。

3.3 油冷油器渗漏 机组正常运行中调整冷油器的油侧压力大于水侧压力。油泄漏的检测方法较多，一般很容易发现，如通过冷油器的水侧排空门放水（油压大于水压）来检测冷却水中是否有油花；化验油质等。

3.4 轴封系统设计不合理

3.4.1 通过技术改造在2006年小修的过程中，已在低压缸前后轴封回汽管上加装了调整门和低压缸轴封回汽压力表，为监视低压轴封最外档的回汽压力，按照设计要求显示为微负压，给轴封压力调整提供可靠的参考依据。

3.4.2 同时在2007年机组小修中已将汽机高压缸前轴封二漏原排入除氧器，改变设计直接排入汽机#3低加热器，其压差力0.66Mpa，流量2.33t/h，五抽的蒸汽温度319.8℃、流量16.2t/h，通过理论核算前轴封漏汽与五抽混合后的温度仍达到333℃，高于#3低加的设计进汽温度310℃（设计压力0.6MPa），为了缓解其高温的影响程度，可通过在#3低加进汽管电动门后，引入承受高温度三通合金钢管弯头，将轴封漏汽（高压缸前轴封漏汽为？108×4.5、高压缸后轴封漏汽为？89×7、中压缸前轴封漏汽为？89×4）分别接至5段抽汽管道（？325×8），在接入口用？12的圆钢单筋加强，管道布置时应设布置弯，以减小连接管道热应力。

3.5 轴加冷却面积不足。通过技术改造在2006年小修的过程中1、2机对轴抽风机的排大气管由排出汽机厂房顶部，设计短接排入锅炉厂房，相对增大风机出力，同时在轴加风机出口电动门后增加放水门，从目前机组运行情况分析，解决了轴抽风机积水大，风机启动频繁掉闸技术问题，汽机油中含水大技术问题虽然缓解，轴加冷却面积不足的问题与2012年在机组检修时已进行技改，这一问题已得到彻底解决。

3.6 汽轮发电机组油挡的高低齿磨损。汽轮发电机油挡#1机组已于2006年小修改造完毕，将原来的传统高低齿油挡更换为新型TN系列接触式油挡，该油挡密封齿与转轴表面接触实现无间隙运行，密封齿沿圆周为多等份结构，能形成径向跟踪，前进量1mm，后退量2.5mm，与转轴接触材料采用特种复合材料，具有自特性，从而减少了轴封漏汽串入油室。#2机组的改造将在2007年的小修中处理。

4 结论

经过运行的合理调整及对设备的技术改进，机组运行证明，#1.2汽轮机油含水率显著下降，符合生产标准，提高了机组运行的安全性和经济性。

参考文献：

[1]东方汽轮机厂CZK220/160-12.7/0.294/535/535型汽轮机说明书.

[2]山西大唐云冈热电有限责任公司2X220MW机组技术讲义（汽轮机部分）.

[3]贺建军，夏晖，易尚德.油综合监测系统及应用[J].石油工业技术监督，2001（07）.